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INFORME MENSUAL DE DEMANDA DE ENERGÍA
Febrero de 2018
Seguimiento por tipos de demanda [GWh-mes]
febrero 2018
Demanda
Comercial
Total (1)
Demanda
Comercial
Nacional (2)
Demanda
Comercial
Nacional +
demanda
coordinada
(3)
Demanda
Comercial
Nacional +
demanda
Internacional
(4)
Demanda
de energía
SIN (5)
Expor.
Venezuela
Expor.
Ecuador
Demanda no
atendida x
causas no
programadas
Demanda no
atendida x
causas
programadas
Importac.
del
Ecuador
ene-15 5393 5308 5393 5308 5310 0.1 84.3 0.5 0.9 0.1
feb-15 5101 5047 5101 5047 5048 0.1 54.4 1.2 0.3 0.0
mar-15 5659 5531 5659 5531 5533 0.1 127.7 1.1 1.4 0.0
abr-15 5323 5276 5323 5276 5278 0.2 46.5 1.1 0.8 0.0
may-15 5648 5621 5648 5621 5623 0.4 26.9 1.3 0.8 9.0
jun-15 5419 5406 5418 5407 5414 0.4 12.0 3.6 4.0 6.5
jul-15 5687 5664 5686 5664 5669 0.6 22.3 2.2 3.2 13.4
ago-15 5726 5687 5725 5687 5691 0.4 38.4 3.1 1.2 5.0
sep-15 5730 5697 5730 5698 5701 0.1 32.7 1.8 2.0 3.6
oct-15 5761 5759 5761 5759 5763 0.1 1.6 1.4 2.1 2.6
nov-15 5440 5436 5439 5436 5441 0.1 3.9 1.7 3.9 0.8
dic-15 5708 5701 5708 5701 5703 0.1 6.6 0.7 0.7 4.1
ene-16 5593 5582 5593 5583 5584 0.1 10.9 0.8 0.4 0.1
feb-16 5480 5461 5480 5461 5465 0.1 18.8 2.5 1.6 13.4
mar-16 5563 5563 5563 5563 5567 0.1 0.1 1.9 2.2 142.1
abr-16 5392 5391 5392 5391 5397 0.2 1.0 1.7 4.3 66.4
may-16 5547 5547 5547 5547 5549 0.1 0.8 1.2 1.8 63.6
jun-16 5399 5398 5398 5398 5401 0.1 0.3 1.4 1.1 40.3
jul-16 5487 5487 5487 5487 5488 0.1 0.1 1.4 0.4 16.0
ago-16 5761 5757 5761 5757 5762 0.1 3.2 2.3 2.0 23.6
sep-16 5543 5537 5543 5537 5542 0.0 5.7 2.8 2.1 6.3
oct-16 5584 5582 5584 5582 5587 0.0 2.0 2.3 3.4 2.6
nov-16 5426 5425 5426 5425 5428 0.0 0.8 1.7 1.6 2.3
dic-16 5546 5546 5546 5546 5548 0.0 0.1 1.0 0.9 1.5
ene-17 5427 5427 5427 5427 5428 0.0 0.1 0.8 0.7 1.8
feb-17 5184 5184 5184 5184 5189 0.0 0.1 1.9 2.4 1.5
mar-17 5604 5604 5604 5604 5608 0.0 0.0 1.5 2.1 91.3
abr-17 5443 5443 5443 5443 5451 0.0 0.1 4.2 4.0 37.6
may-17 5678 5678 5678 5678 5682 0.0 0.2 2.1 1.7 18.1
jun-17 5488 5487 5488 5487 5493 0.0 0.2 2.8 2.7 1.7
jul-17 5662 5661 5662 5661 5665 0.0 0.3 1.9 1.7 10.7
ago-17 5774 5765 5774 5765 5769 0.0 8.5 1.7 2.5 7.3
sep-17 5619 5619 5619 5619 5624 0.0 0.1 3.0 1.7 1.8
oct-17 5736 5736 5736 5736 5739 0.0 0.0 1.3 2.2 2.1
nov-17 5568 5568 5568 5568 5573 0.0 0.1 1.6 3.3 13.5
dic-17 5678 5669 5677 5669 5672 0.0 8.8 1.7 1.2 6.8
ene-18 5617 5617 5617 5617 5619 0.0 0.0 0.7 0.5 117.7
feb-18 5236 5235 5236 5236 5239 0.1 0.0 1.0 2.2 23.2
Demanda de energía del SIN febrero 2018
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio DíaCrecimiento
Comerciales 3,811.7 20 190.6 3,843.1 20 192.2 0.8%
Sábados 723.7 4 180.9 733.4 4 183.3 1.3%
Dom. - Festivos 653.2 4 163.3 662.7 4 165.7 1.5%
Total Mes 5188.6 28 185.3 5,239.2 28 187.1 1.0%
2017 2018
Cálculo de crecimiento demanda
El crecimiento de la demanda de energía mensual, acumulado del año y los últimos doce meses, se calcula como el
promedio ponderado de los crecimientos de los diferentes tipos de días (comerciales, sábados y domingos-festivos) con
relación al número de días correspondiente a estos tipos de días del año actual.
Este tipo de cálculo disminuye la variabilidad de las fluctuaciones de los crecimientos que se presentan en los
seguimientos mensuales, originados por la dependencia del consumo de energía con relación al número de días
comerciales, sábados y domingos-festivos presentados en el mes de análisis.
Así, para el mes del siguiente ejemplo, el crecimiento fue del 3.1%, que corresponde a:
Crecimiento = (3.0% * 22 días + 2.8% * 4 días + 3.6% * 5 días)/31 días = 3.1%
Los crecimientos por tipo de día son el resultado de comparar el promedio día del mes actual con respecto al mismo mes
del año anterior. Así, el crecimiento para días comerciales fue 3.0%, que corresponde a
Crecimiento tipo día comercial = (169.0 GWh/164.0 GWh – 1)*100 = 3.0%
Seguimiento Mensual
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio
Día
Demanda
GWhNo. Días
Demanda
Promedio Día
Crecimiento
2012/2011
Comerciales 3,280.5 20 164.0 3,717.6 22 169.0 3.0%
Sábados 777.2 5 155.4 639.2 4 159.8 2.8%
Dom. - Festivos 825.6 6 137.6 712.8 5 142.6 3.6%
Total Mes 4,883.2 31 157.5 5,069.6 31 163.5 3.1%
2011 2012
Ejemplo de cálculo de crecimiento demanda
Demanda de energía del SIN Vs PIB
PIB
Trimestre 4 2014: 3.5%
Trimestre 1 2015: 2.8%
Trimestre 2 2015: 3%
Trimestre 3 2015: 3.2%
Trimestre 4 2015: 3.3%
Trimestre 1 2016: 2.5%
Trimestre 2 2016: 2%
Trimestre 3 2016: 1.2%
Trimestre 4 2016: 1.6%
Trimestre 1 2017: 1.1%
Trimestre 2 2017: 1.3%
Trimestre 3 2017: 2%
Demanda
Trimestre 4 2014: 4%
Trimestre 1 2015: 3.3%
Trimestre 2 2015: 3.4%
Trimestre 3 2015: 5%
Trimestre 4 2015: 4.9%
Trimestre 1 2016: 3.7%
Trimestre 2 2016: -0.5%
Trimestre 3 2016: -1.6%
Trimestre 4 2016: -2.1%
Trimestre 1 2017:-1.8%
Trimestre 2 2017:2.2%
Trimestre 3 2017:1.8%
Trimestre 4 2017:2.8%
Seguimiento de la demanda de energía del SIN con escenarios
UPME Febrero 2018
Demanda de energía por operadores de red y región
Febrero 2018
Comportamiento por Región - GWh
El seguimiento de la demanda por OR se realizaa partir de la demanda comercial y por tipos dedías.
Región feb-17 Crec feb-18 Crec
Centro 1294.6 -1.6% 1321.6 2.1%
Antioquia 719.1 -4.1% 730.7 1.6%
Costa Atlántica 1163.0 0.5% 1194.7 2.7%
Valle 552.2 -4.7% 553.7 0.3%
Oriente 556.3 -1.0% 543.2 -2.3%
CQR 209.6 -2.1% 211.0 0.6%
THC 210.5 -2.5% 220.5 4.8%
Sur 152.4 4.5% 150.2 -1.5%
Chocó 19.5 5.2% 19.1 -2.1%
Guaviare 4.7 -0.2% 4.8 3.7%
feb-17 feb-18
Santander(ESSD) -4.4% -1.1%
N.Santander(CNSD) -6.0% -0.9%
Boyacá(EBSD) 13.8% -8.2%
Arauca(ENID) -4.4% 1.6%
Casanare(CASD) -11.5% 7.2%
Ruitoque(RTQD) 4.1% 11.0%
feb-17 feb-18
Codensa (CDSD) 4.7% 1.5%
Meta(EMSD) -2.0% 7.5%
feb-17 feb-18
Guaviare -0.2% 3.7%
feb-17 feb-18
Tolima(CTSD) -0.1% -0.1%
Huila(HLAD) -6.9% 10.3%
Caquetá(CQTD) 1.7% 11.6%
feb-17 feb-18
Nariño(CDND) 0.7% 1.8%
Cauca(CEOD) 8.3% -4.1%
Putumayo(EPTD) -0.6% -11.2%
BajoPutumayo(EBPD) 4.9% 17.0%
Sibundoy(EVSD) -4.2% 3.2%
Municipal(EMED) -4.8% -2.9%
feb-17 feb-18
Cali(EMID) -8.1% 1.6%
EPSA 1.3% -1.9%
Tuluá(CETD) -2.4% 0.7%
Cartago(CTGD) -3.6% 1.7%
feb-17 feb-18
Caldas(CHCD) 0.0% 0.0%
Quindío(EDQD) -3.6% 0.2%
Pereira(EEPD) -4.0% 0.5%
feb-17 feb-18
Chocó 5.2% -2.1%
feb-17 feb-18
Antioquia(EPMD) -4.1% 1.6%
feb-17 feb-18
Caribe(EDCD) 0.5% 2.7%
Demanda de energía por operadores de red y región Agregado
Enero - Febrero 2018
Comportamiento por Región - GWh
El seguimiento de la demanda por OR se realizaa partir de la demanda comercial y por tipos dedías.
Región feb-17 Crec feb-18 Crec
Centro 2635.0 -1.9% 2690.2 2.1%
Antioquia 1473.4 -4.4% 1501.0 1.9%
Costa Atlántica 2406.5 -0.7% 2551.3 6.0%
Valle 1148.1 -3.6% 1121.7 -2.3%
Oriente 1112.3 -3.4% 1123.0 1.0%
CQR 431.6 -2.8% 432.6 0.2%
THC 436.9 -4.6% 448.7 2.7%
Sur 313.8 2.1% 310.6 -1.1%
Chocó 39.8 2.6% 39.8 -0.1%
Guaviare 9.2 -4.1% 9.7 5.1%
feb-17 feb-18
Santander(ESSD) -6.2% -0.2%
N.Santander(CNSD) -7.7% 3.1%
Boyacá(EBSD) 9.1% -0.8%
Arauca(ENID) -3.9% 1.7%
Casanare(CASD) -12.2% 7.4%
Ruitoque(RTQD) 2.5% 10.8%
feb-17 feb-18
Codensa (CDSD) 3.3% 2.8%
Meta(EMSD) -2.7% 9.9%
feb-17 feb-18
Guaviare -4.1% 5.1%
feb-17 feb-18
Tolima(CTSD) -2.8% -2.0%
Huila(HLAD) -7.3% 8.4%
Caquetá(CQTD) -4.0% 7.8%
feb-17 feb-18
Nariño(CDND) 0.9% 1.8%
Cauca(CEOD) 4.3% -3.3%
Putumayo(EPTD) -3.1% -8.7%
BajoPutumayo(EBPD) -5.0% 13.6%
Sibundoy(EVSD) -3.9% 3.8%
Municipal(EMED) -5.1% -5.8%
feb-17 feb-18
Cali(EMID) -8.7% 0.5%
EPSA -1.8% 0.0%
Tuluá(CETD) -5.3% 1.1%
Cartago(CTGD) -5.3% 2.7%
feb-17 feb-18
Caldas(CHCD) -1.1% -0.1%
Quindío(EDQD) -4.5% 0.0%
Pereira(EEPD) -4.5% 0.3%
feb-17 feb-18
Chocó 2.6% -0.1%
feb-17 feb-18
Antioquia(EPMD) -4.4% 1.9%
feb-17 feb-18
Caribe(EDCD) -0.7% 6.0%
Demanda de energía regulada y no regulada
Febrero 2018
feb-17 feb-18 Crec. Participación
Regulado 3,507.6 3,544.0 1.0% 68%
No Regulado 1,653.5 1,670.6 1.0% 32%
Industrias manufactureras 747.2 740.4 -0.9% 44.3%
378.5 381.2 0.7% 22.8%
133.6 141.8 6.3% 8.5%
104.5 103.4 -1.1% 6.2%
31.2 29.8 -4.4% 1.8%
29.4 30.1 2.5% 1.8%
50.6 53.9 6.4% 3.2%
83.1 84.0 1.0% 5.0%
Construcción 95.5 106.0 11.0% 6.3%
Consum
o d
e E
nerg
íaA
CTIV
IDA
DES
EC
ON
ÓM
ICA
SM
erc
ado N
o R
egula
do
Demanda máxima de potencia y demanda no atendida SIN
Febrero 2018
FechaDemanda
Maxima - MWCrec
feb-2017 9811 -0.6%
feb-2018 9822 0.1%
La demanda máxima de potencia para
febrero de 2018 fue de 9822 MW, se
registró en el período 20 del día jueves 8.
Fecha
Causas
Programadas GWh
Causas No
Programadas
GWh
Limitación de
Suministro
GWh
TOTAL
GWh
feb-2017 2.4 1.9 - 4.3
feb-2018 2.2 1.0 - 3.3
Demanda No Atendida
En febrero de 2018 la demanda no atendida fue de 3.3GWh, de la
cual el 30.5% correspondió a causas no programadas.
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Informe
FRONTERAS
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DepartamentoNo. Fronte ras a
fina l de mes
Energía
Fronte ras (GWh)
No. Fronte ras
a fina l de mes
Energía Fronte ras
(GWh)
DISTRITO CAPITAL 965 203.5 1221 26.42
VALLE 938 210.5 4010 24.53
ANTIOQUIA 871 214.0 830 13.70
ATLANTICO 518 89.6 962 9.01
CUNDINAMARCA 381 149.6 421 8.30
BOLIVAR 283 93.6 123 2.52
SANTANDER 216 74.9 551 9.30
BOYACA 180 146.0 214 2.92
HUILA 170 23.4 151 1.96
TOLIMA 149 32.3 124 1.76
MAGDALENA 140 24.5 50 0.77
META 131 80.6 175 1.63
RISARALDA 123 19.1 105 1.20
NORTE DE SANTANDER 117 21.4 211 2.92
CORDOBA 113 105.8 272 1.31
CALDAS 112 39.1 144 1.24
CAUCA 103 35.2 272 1.18
CESAR 74 20.5 50 0.68
QUINDIO 63 4.0 71 1.08
SUCRE 58 12.3 51 0.65
CASANARE 35 8.7 34 0.99
NARINO 35 2.0 365 3.17
LA GUAJIRA 25 22.4 13 0.12
ARAUCA 10 29.0 6 0.07
CAQUETA 5 0.7 5 0.11
PUTUMAYO 4 3.4 2 0.03
CHOCO 2 1.3 0 -
T ota l 5821 1,667.3 10433 117.6
Mercado No Regulado +
Alumbrado
Mercado Regulado
Número de fronteras y energía de fronteras por departamento
Febrero 2018
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Comercia lizadorNo. Fronte ras a
fina l de mes
Energía Fronte ras
(GWh)
No. Fronte ras a
fina l de mes
Energía Fronte ras
(GWh)
EEPPM 1395 434.4 1 1.47
EMGESA S.A. 1102 337.5 0 -
ISAGEN 253 304.6 0 -
ELECTRICARIBE. 846 122.6 11 0.54
SOEN S.A. E.S.P. 3 92.0 0 -
EPSA(PACIFICO) 585 80.9 239 0.48
VATIA S.A. 60 12.1 3852 56.24
EMCALI EICE ESP 291 65.8 13 0.51
DICEL 145 14.8 3824 30.77
AES CHIVOR 28 34.7 0 -
E.M.S.A. E.S.P. 80 24.1 2 0.07
ENERTOTAL 33 2.5 2055 19.34
CODENSA 2 18.1 0 -
ENERTOLIMA 113 16.1 1 -
CEMEX ENERGY 9 12.6 0 -
ELECTROHUILA 151 10.5 0 -
GECELCA S.A. E.S.P 8 10.1 0 -
RUITOQUE S.A. E.S.P. 66 7.4 116 2.56
ENERCOSTA 11 9.9 0 -
EEP(PEREIRA) 64 7.8 21 0.45
EBSA (BOYACA) 133 7.3 0 -
PROELECTRICA 3 6.7 0 -
CEO S.A.S. ESP 45 6.0 0 -
ITALENER 21 5.9 0 -
RENOVATIO 51 4.8 27 0.40
CETSA(TULUA) 26 4.3 1 0.17
PEESA 27 2.3 75 2.17
TERPEL ENERGÍA 189 4.1 0 -
ENERGIA Y AGUA 26 2.2 0 -
ASC 2 - 127 1.68
T ota l 5821 1667.3 10433 117.6
Mercado No Regulado + Alumbrado Mercado Regulado
Número de fronteras y energía de fronteras por comercializador
Febrero 2018
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1,516
1,180
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
feb-2017 mar-2017 abr-2017 may-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 sep-2017 oct-2017 nov-2017 dic-2017 ene-2018 feb-2018
Cantid
ad de e
vento
s
Falla Hurto
Información actualizada el: 2018-03-14
Evolución falla-hurto
Información hasta el: 2018-02-28
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9
13
7
25
9
15
4
12
2
0
25
50
feb-2017 mar-2017 abr-2017 may-2017 jun-2017 jul-2017 ago-2017 sep-2017 oct-2017 nov-2017 dic-2017 ene-2018 feb-2018
Cantidad de e
vento
s
Falla Contador Principal Falla Sistema de Transmisión de Datos Falla Transformador de Corriente (TC)
Falla Transformador de Potencial (TP) Falla Contador Respaldo
Información actualizada el: 2018-03-14
Fallas técnicas
Información hasta el: 2018-02-28
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1,487
1,113
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500C
antid
ad de e
vento
s
Información actualizada el: 2018-03-14
Fallas por no envío de lectura
Información hasta el: 2018-02-28
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16.41 16.58 16.61 16.65 16.86 17.01 17.08 17.19 17.25 17.43 17.48 17.53 17.68
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
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Núm
ero
de
fro
nte
ras
Mile
s
Núm
ero
de
fro
nte
ras
Mile
s
Regulado No regulado Otros Generación Alumbrado público DDV Distribución
Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo propio y auxiliar
Información actualizada el: 2018-03-14
Evolución de fronteras por tipo
Información hasta el: 2018-02-28
Distribución de fronteras por tipo
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No regulado5,428
31.1%
Generación306
1.8%
DDV3
0.0%
Distribución427
2.4%
Alumbrado público
3552.0% Regulado
10,261
58.7%
Otros686
3.9%
No regulado5,434
30.8%
Generación306
1.7%
DDV4
0.0%
Distribución429
2.4%
Alumbrado público
3562.0% Regulado
10,400
59.0%
Otros689
3.9%
Fronteras registradas al 31 de enero de 2018
Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo
propio y auxiliar
Fronteras registradas al 28 de febrero de 2018
Otros: considera fronteras entre agentes, tie, internacional, consumo
propio y auxiliar
Información actualizada el: 2018-03-14
Información hasta el: 2018-02-28
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